As aplicações de injeção de gás em campo são quase sempre associadas com dificuldades operacionais e de projeto. Embora os processos de injeção de gás demonstrem uma elevada eficiência de deslocamento microscópico, especialmente sob condições miscíveis, o varrido vertical tem sido sempre uma causa de interesse nas pesquisas (Hinderaker et al., 1996).
A razão de mobilidade que controla a varredura volumétrica, entre o gás que é injetado e o banco de óleo que está sendo deslocado, geralmente é desfavorável devido à baixa viscosidade do gás. Agregado a esse problema causado baixa viscosidade, a diferença entre as
densidades resulta em outro problema, a segregação gravitacional, o que leva a uma ineficiente varredura volumétrica.
Por esse motivo surge o método WAG- Water alternating gas, O processo de injeção alternada de água e gás (WAG – Water Alternating Gas), proposto por Caudle e Dyes (1959), consiste em injeções alternadas de bancos de água e gás como mostra a Figura abaixo.
Figura 2-4 Esquema de injeção do método WAG-CO2. (Fonte: Pinto, 2009)
O método WAG surgiu como uma maneira de corrigir a problemática do varrido apresentada com o uso de outro método que utiliza também como gás de injeção o CO2, a injeção continua de gás ICG que atua na viscosidade do óleo, mediante efeito de solvência. A grande vantagem deste gás é que pode extrair componentes mais pesados (C5-C30) e que, a solubilidade no óleo causa o inchamento deste último, dissolvendo-se, causando vaporização e deslocamento. Têm relativas baixas pressões de miscibilidade e pode ser aplicados para óleos leves e medianos, óleos com API >25 e intervalos de pressão entre 1500 psi e 6000 psi. É uma substância simples e sua Tc é de somente 88°F(31°C) (Rosa, 2006).
O desenvolvimento deste método teve como objetivo principal obter um melhor controle na varredura volumétrica. A eficiência microscópica do gás combinada com a eficiência macroscópica da água aumenta significativamente a produção acumulada de óleo. Grande parte dos projetos comerciais de injeção de gás é do tipo WAG (Hinderaker et al., 1996).
Embora Caudle e Dyes (1959) sugerissem a injeção simultânea de água e gás para controle da mobilidade, as revisões de campo mostram que as injeções são realizadas separadamente. A razão principal para este tipo de injeção é que se obtêm melhor injetividade quando somente um fluido é injetado (Christensen et al, 1998).
Duas pesquisas foram feitas para estudo do processo e sua distribuição no cenário mundial. A primeira, realizada por Hadlow (1992), mostrou que o incremento na recuperação foi de 8% a 14% do volume do óleo original, baseados em simulações e testes pilotos.
Entretanto uma pesquisa, realizada por Christensen et al. (1998), abrangendo 59 aplicações de campo, desde a primeira em 1957 pela Mobil no campo de Pembiana do Norte em Alberta, Canadá, até o último no Mar do Norte, mostrou que o aumento na recuperação do óleo original foi entre 5% e 10%, e ainda com alguns problemas operacionais e de produção.
O gás utilizado neste processo muitas vezes é produzido juntamente com o óleo e assim pode ser usado como fluido de reinjeção, sendo assim uma alternativa interessante seu uso, pois em locais onde não se tem à disposição processos de manipulação, armazenamento e exportação de gás, um fim deve ser dado a esse, assim com sua vantagem ambiental o processo de recuperação de óleo em campos de petróleo é uma alternativa muito adequada.
No entanto o método apresenta alguns problemas como mostra a Figura 2-5 onde observa-se que o método pode não proporcionar um varrido eficiente quando não empregado o seu estudo de maneira adequada. Pois devido à diferença de densidade dos fluidos o gás tende a subir migrando pras camadas superiores do reservatório, enquanto que a água tende a descer para as camadas mais inferiores, ocasionando assim em uma zona não varrida de óleo dentro do reservatório.
Figura 2-5 Problemas na injeção do método WAG (Fonte: Pinto, 2009).
O uso desse método apresenta um aumento na recuperação de óleo da ordem de 5% a 10%, quando aplicado como método miscível, e sendo esse produzido juntamente com o óleo, deve ser gerenciado. Testes preliminares indicaram que a injeção alternada de água e CO2 pode aumentar em cerca de 50% o volume do óleo recuperado comparando com a injeção de água contínua.
Capítulo III
Estado da Arte
3 Estado da Arte
Nestecapítulo são expostos alguns trabalhos relacionados ao processo WAG-CO2 que foram considerados relevantes para o desenvolvimento desta pesquisa.
Em 1952, Whorton, Brownscombe and Dyes of the Atlantic Refining Company, foi concedida a primeira patente para o uso de CO2 comercial em Recuperação Avançada de Petróleo. (API)
Em 1964, um teste de campo foi realizado no Mead Strawn Field, que envolveu a injeção de uma grande porção de CO2 (25 % do volume poroso)seguido por água carbonatada em condições de reservatório. Os resultados indicaram que 53% para 82% mais petróleo foi produzido pela injeção de CO2 a mais do que foi produzido por injeção de água.
Durante os anos de 1970 e 1980, projetos de CO2 foram implantados na Turquia, no Canadá, na Hungria e em Trinidad utilizando a injeção de CO2. EUA e Canadá há mais de 30 anos vêm utilizando a injeção desse gás. Segundo Mathiassen et. al. 2003, em torno de 7% a 15% de óleo foi recuperado. Os reservatórios pesquisados nesses projetos possuíam um óleo leve e os tipos de rochas eram carbonatos ou arenitos.
Em janeiro de 1972, o primeiro projeto de injeção de CO2 comercial foi iniciado em SACROC (Scurry Area Canyon Reef Operators Committee) Unidade do Campo Kelly- Snyder em Scurry County, West Texas e permanece até hoje no mundo como o maior projeto de injeção de CO2 miscível. Grandes desenvolvimentos de campo e ampliações de instalações ocorreram ao longo das últimas 3 décadas, resultando em uma enorme capacidade de movimentação de gás. O campo produz atualmente 29.300 m3 std/dia de produção de petróleo. A injeção de CO2, resultou em um incremento na recuperação de óleo de cerca de 10%.
Em 1987, no Brasil, um projeto piloto de injeção de CO2 foi iniciado no campo terrestre de Miranga, na Bahia, com o objetivo de aumentar o fator de recuperação do óleo pela Petrobras.
Em 2004, D. N. Rao et al. realizaram experimentos em laboratório para análise do fator de recuperação entre os seguintes métodos: injeção continua de gás (ICG), WAG e GAGD. Entre ICG e WAG, no modo miscível, obtiveram melhores resultados no processo WAG. Entre WAG miscível e imiscível, tiveram melhores resultados no modo miscível. Comparando os três, no modo imiscível, o GAGD teve melhor resultado que WAG e ICG.
Em 2005, Trivedi et al, investigaram a otimização do armazenamento de CO2 em campos de petróleo, utilizando modelagem numérica. Foi estudada a quantidade de gases de efeito estufa sequestrado durante a recuperação avançada de um reservatório de West Texas usando o simulador composicional da CMG, e utilizando o GEM. Foram estudadas diferentes estratégias de injeção, tais como injeção miscível, injeções imiscíveis, injeção de gás alternando água (WAG) e injeção de gás de combustão foram considerados. As influências de parâmetros operacionais, tais como pressão de injeção, composição do gás (CO2 puro ou gás de combustão), e razões de WAG, taxa de injeção, localização e heterogeneidade vertical, injetor em produção máxima de petróleo e com o armazenamento de gás foram analisados. Também foram analisados o efeito da quantidade de água no reservatório e a permeabilidade relativa. Foram testados diferentes cenários de injeção de CO2 usando um simulador numérico. Conclui-se que pressões mais altas do que a pressão mínima de miscibilidade produziram uma melhor recuperação de óleo e um melhor armazenamento de CO2. A quantidade de CO2 armazenado não foi afetada pela pressão a longo prazo, enquanto que a recuperação de óleo acumulado diminuiu com o aumento da pressão. O método WAG também foi testado. Este mostrou maior recuperação a elevadas pressões, acima da pressão de miscibilidade. O efeito da taxa de injeção de água sobre o processo foi significativo. Taxas mais baixas de injeção neste método apresentaram melhor desempenho em termos de recuperação de petróleo e armazenamento de CO2. Observaram uma redução substancial na recuperação final de óleo, onde foi observado que com o aumento das taxas de injeção, uma redução substancial na recuperação final de óleo foi observada, devido à descoberta disto sugerem que existe um valor óptimo de taxa de taxa de injeção de água que otimize a recuperação de óleo e o armazenamento de CO2 no processo .
Em 2008, Nasir et al, realizou um estudo de triagem realizada pela PETRONAS onde cita que 52 de 72 reservatórios da Malásia são tecnicamente viáveis para a aplicação de novos processos de recuperação avançada e conclui que um volume adicional de 1 bilhão de barris de petróleo pode ser recuperado a mais . A injeção de gás miscível foi identificado como sendo um dos processos de recuperação mais favoráveis para os campos de petróleo da Malásia. Devido a razões econômicas e de disponibilidade, o CO2 é potencialmente o gás escolhido para este injeção neste campo. Os resultados da simulação indicaram um aumento no fator de recuperação de cerca de 5%. Os fatores que mostraram mais sensibilidade ao processo de recuperação foram o fator volume de formação do óleo, seguido da densidade e o de menor sensibilidade à injeção foi a viscosidade. Para este teste a incerteza da viscosidade do óleo, densidade e FVF poderia dar erro nas previsões de recuperação de óleo de, pelo menos, 20 %, 14 % e 30 %, respectivamente. Para as propriedades de gás injetado, a incerteza geraria erro em pelo menos 60 %, 18 % e 10 % para a viscosidade, densidade e FVF.
Em 2009, no que diz respeito ao sequestro de carbono, a Petrobras começou os testes de injeção de CO2 em alta pressão, no campo terrestre de Miranga, em Pojuca/BA. Correntes de CO2 deixaram de ser emitidas na atmosfera e serão injetadas nos poços, para aumentar o fator de recuperação de petróleo. Nesse processo serão testadas tecnologias de separação, captura e armazenamento de CO2, que poderão contribuir para futuros projetos ligados ao desenvolvimento do Pré-Sal na Bacia de Santos (PETROBRAS, 2009).
Em 2010, Gao et al, realizaram estudo em laboratório para viabilização de diretrizes para o uso da injeção miscível de CO2, de maneira a otimizar o processo. Estas orientações abrangeram a triagem primária, medições em laboratório, simulação de reservatório, análise econômica, o teste piloto, e aplicação em campo. Concluíram que o uso da injeção miscível de CO2 tem sido comprovadamente uma ferramenta viável de recuperação de óleo tanto em laboratório como em campo.
Em 2011,Gao et al, realizaram uma comparação entre FAWAG e SWAG, realizaram experimentos para avaliar as duas técnicas através da modelagem matemática. Os resultados experimentais mostram que, SWAG obteve um melhor resultado na recuperação. FAWAG entre as duas técnicas mencionadas e utilizadas nesta pesquisa obteve uma melhor recuperação do que SWAG.
Em 2011, a Petrobras começou a injetar CO2 no campo gigante de Lula a 2150m de laminad’água.EstainjeçãoocorredentrodaBaciadeSantosnazonadopré-sal. Em 2011 em seu relatório a PETROBRAS assume o compromisso voluntário de reinjeção de CO2 e aumento do aproveitamento de gás associado nos campos do Pré-Sal.
A PETROBRAS está investindo cerca de US$ 200 milhões, de 2010 a 2015 em projetos. (PETROBRAS, Relatório de Sustentabilidade, 2011).
Capítulo IV
Materiais e Métodos
4 Materiais e Métodos
Este capítulo descreve o programa que foi utilizado nas simulações, as características do reservatório e dos fluidos utilizados no modelo base. Também apresenta os dados de entrada para o simulador, os parâmetros operacionais utilizados e a metodologia para o desenvolvimento das simulações deste trabalho.
4.1 Ferramentas computacionais
Para realização deste estudo foram utilizados três módulos do simulador computacional da CMG (Computer Modelling Group Ltd.), versão 2012.10. São eles: WINPROP (Phase Behavior and Property Program), BUILDER (Pre-Processing Applications) e GEM (Advanced Compositional and Unconventional Reservoir Simulator, Version 2012).
4.1.1 WINPROP
Trata-se da ferramenta utilizada para a construção do modelo de fluidos presentes no reservatório. Ele utiliza equações de estado para realizar: caracterização de fluidos, agrupamento de componentes, ajuste de dados de laboratório por meio de regressão, simulação de processos de contato múltiplo, construção de digrama de fases, dentre outros.
4.1.2 BUILDER
Programa que permitiu a construção do modelo de reservatório, gerando o arquivo de simulação de extensão .dat para ser analisado no simulador GEM da CMG. Para obter tal arquivo, descreveu-se o modelo de reservatório, importou-se o modelo de fluido já elaborado no WINPROP, inseriram-se os dados de propriedades da rocha (permeabilidade horizontal e vertical, porosidade, entre outros), condições iniciais de operação (temperatura do vapor, vazão máxima de produção de líquido, pressão máxima no poço injetor, pressão mínima no poço produtor, vazão máxima de produção de líquidos, entre outros) e caracterizaram-se os poços.
4.1.3 GEM
Como o estudo do processo WAG-CO2 foi conduzido através da modelagem e simulação, a ferramenta computacional utilizada para tal fim, foi o simulador GEM (“Generalized Equation-of-State Model Compositional Reservoir Simulator”) da CMG (“Computer Modelling Group”) – versão 2012.10. O GEM é uma ferramenta essencial de engenharia para modelar reservatórios muito complexos com interações no comportamento de fases que impactam diretamente sobre os mecanismos dos métodos de recuperação. As principais características do simulador GEM são:
É um simulador composicional baseado na equação de estado para modelar o fluxo de três fases, de fluidos multicomponentes.
Pode modelar processos, miscíveis e imiscíveis, tais como a injeção de CO2 e hidrocarbonetos, injeção cíclica de gás, processo WAG e vários outros.
Modela qualquer tipo de reservatório, gás condensado ou óleo volátil, onde a importância da composição do fluido e as suas interações são essenciais para entender o processo de recuperação.
Todas estas características do simulador fazem com que o processo WAG-CO2 seja corretamente modelado e simulado para o presente estudo. O GEM para simular o processo em estudo precisa de um arquivo de entrada, no qual são armazenados os dados das características do modelo do reservatório, modelo do fluido e poço. Esse arquivo de entrada foi criado na ferramenta computacional Builder, também da CMG.
4.2 Modelagem do Reservatório
Alguns fatores são relevantes na construção de um modelo de simulação, são esses: objetivos do estudo, complexidade do problema, qualidade desejada para a descrição, quantidade e qualidade dos dados de produção, precisão requerida, tempo e custo. As principais limitações impostas são: capacidade computacional (número e tamanho dos blocos, número de componentes), quantidade e qualidade das informações disponíveis (Mezzomo, 2001).
4.2.1 Modelo físico do reservatório
A configuração dos poços segue o padrão de malha five-spot invertido ou seja uma poço injetor no centro da malha e quatro poços produtores nos vértices. Para redução do tempo de simulação e considerando a simetria do sistema, foi utilizado, nos arquivos de dados, apenas ¼ de 5-spot, representado por um poço injetor e um poço produtor. A Figura 4-1 mostra a representação desse tipo de malha. A Figura 4-2 mostra o modelo inicial do reservatório que possui 1210 blocos em uma malha de 11x11x10, resultado de 11 blocos nadireção“i”de9,09m,11blocosnadireção“k”de9,09me10blocosnadireção“j”,sendo 7 blocos de 2,85m e 3 blocos de 3,33m.
Figura 4-1 Representação da malha de five-spot invertida. (Fonte: Silva, 2013)
O modelo utilizado refere-se a um reservatório homogêneo com características físicas do nordeste brasileiro.
4.2.2 Propriedades da rocha
Na Tabela 4-1, descrevemos as propriedades da rocha reservatório utilizada no modelo do trabalho, características essas baseadas em um reservatório do nordeste brasileiro.
Tabela 4-1 - Propriedades da rocha reservatório.
Permeabilidade horizontal, Kh (mD) 400
Permeabilidade vertical, Kv (mD) 0,1* Kh
Porosidade (%) 23
Temperatura inicial do reservatório (ºC) 50
Volume de óleo in place m3 std 51453,9
Viscosidade do óleo (cP@50 ºC) 44
Saturação inicial de água, Sw (%) 25
Profundidade do reservatório no topo (m) 687
Tempo de projeto (anos) 20
4.2.3 Condições de operação
Na Tabela 4-2 se encontram as condições de operação do modelo base: Tabela 4-2 - Condições de operação do modelo base.
Pressão máxima no poço injetor de água (kPa) (psi) 6925 (1004)
Pressão máxima no poço injetor de gás (kPa) (psi) 10342 (1500)
Pressão mínima no poço produtor (kPa) (psi) 196 (28,5)
Vazão máxima de produção de líquido (m³std/dia) 500